Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки скважинной продукции

Лекция № 5

С централизованной одноступенчатой сепарацией

Высоконапорная система совместного сбора нефти и газа

С централизованной сепарацией

Высоконапорная система совместного сбора нефти и газа

Отличительная особенность - совместный сбор и транспорт продукции скважин на несколько десятков километров (давление 6-7 МПа).

Продукция скважин под действием устьевого давления через ГСЗУ направляется в сборный коллектор, а затем на ЦСУ, которая находится на одной территории с УПН. На ЦСУ происходит 4-х ступенчатая сепарация.

1 ступень - 5,5 МПа

2 ступень - 4 МПа

3 ступень - 1,6 МПа

4 ступень - 0,1 МПа

Газ из сепараторов 1-й ступени, после охлаждения направляется в газопровод и транспортируется под собственным давлением. Газ последующих ступеней поступает на ГПЗ.

Продукция скважин под действием устьевого давления поступает на ГСЗУ, а затем на ЦСУ, где происходит одноступенчатая сепарация высокого давления (до 6 МПа). Отделившийся газ направляется в газопровод на реализацию. Остальная продукция по давлению сепарации (6 МПа) поступает на НГК, обслуживающего несколько месторождений. Здесь, на КЦСУ происходит окончательная сепарация, далее газ поступает на ГПЗ, а нефть - на НПЗ.

КЦСУ - концевая централизованная сепарационная установка.

Недостатки:

1. Возможность возникновения пульсации давления в трубопроводе и вибрация.

2. Неравномерность потока струи в коллекторах, вызывающих непостоянную подачу струи в сепаратор.

Цели:

· познакомить с унифицированной технологической схемой ЦПС;

· уметь составлять и пользоваться унифицированной технологической схемой ЦПС.

При проектировании обустройства нефтедобывающего предприятия унифицированная технологическая схема предусматривает:

· полную герметизацию процессов сбора и транспортирования продукции скважин;

· разделение в оборудовании ГЗУ продукции скважин на газ и жидкость, и измерение их количества по каждой скважине;

· совместное или раздельное после ГЗУ транспортирование обводненной и необводненной нефти и газа;

· качественная сепарация газа от нефти;

· подготовка товарной нефти – обезвоживание и обессоливание;

· подготовка сточных вод и передача их в систему ППД;

· точные измерения количества и качества товарной нефти и передача ее товарно-транспортным организациям.

Указанный технологический комплекс располагается, как правило, на ЦПС (рисунок 4).

Унифицированная схема допускает применение иных технологических решений при обустройстве нефтегазодобывающих районов, что связано со специфическими их условиями разработки.

ЦПС представляет собой комплекс сооружений для последовательного проведения технологических процессов и включает оборудование УПН и УПВ.

Оборудование УПН составляет:

1. блок дозировки реагентов для разрушения эмульсии в сборном коллекторе (БР);

2. сепаратор первой ступени (С-1);

3. отстойник предварительного обезвоживания (О-1);

4. печь для нагрева эмульсии (П₁);

5. каплеобразователь (К-1);

6. отстойник глубокого обезвоживания (О-2);

7. смеситель (С) для перемешивания пресной воды (В) с обезвоженной нефтью для ее предварительного обессоливания;

8. электродегидратор (Э-1) для глубокого обессоливания;

9. горячий сепаратор третьей ступени (С-3);

10. резервуары для приема товарной нефти (Р-1);

11. насосы для откачки товарной нефти (Н₃);

12. автомат по измерению качества и количества нефти (А).

Оборудование УПВ составляет:

1. блок очистки (БО) – сырьевой резервуар;

2. блок приема и откачки уловленной нефти (БОН);

3. мультигидроциклон (МГЦ) для отделения сточной дождевой воды от механических примесей;

4. емкости для шламонакопителя (Е-2);

5. блок приема и откачки стоков (БОС);

6. узел замера расхода воды (УЗР);

7. резервуар пластовой воды (Р-2)

8. насос откачки чистой воды (Н₅).

Трубопроводы, приведенные на схеме, имеют следующие обозначения:

1. Н₁ – нефть после 1-й ступени сепарации;

2. Н₃ – нефть обезвоженная;

3. Н₄ – нефть обессоленная;

4. Н₅ – нефть после ступени горячей сепарации;

5. Н₆ – некондиционная нефть;

6. Н₇ – товарная нефть;

7. Г- газ на факел;

8. Г₁ – газ 1-й ступени сепарации;

9. Г₃ – газ 3-й ступени сепарации;

10. Г₄ – газ из аппаратов подготовки нефти;

11. В – вода пресная;

12. В₁ – очищенная вода после УПВ;

13. В₂ – вода после предварительного обезвоживания;

14. В₃ – вода после аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания;

15. В₅ – загрязненные сточные воды на очистку;

16. Ш – шламоотвод.

Рисунок 4 Унифицированная технологическая схема комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов

Контрольные вопросы к 1 разделу

1. Перечислить основные требования, предъявляемые к системам сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды на промыслах.

2. Какие основные критерии служат для выбора герметизированных систем сбора?

3. Перечислить достоинства и недостатки двухтрубной самотечной системы сбора и транспортирования нефти.

4. Какие существуют современные системы сбора продукции скважины?

5. Перечислить достоинства системы сбора ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ.

6. Перечислить достоинства и недостатки системы сбора Бароняна-Везирова.

7. Что предусматривает унифицированная технологическая схема?

8. Какие установки располагаются на территории ЦПС?

9. Перечислить оборудование УПН.

10. Перечислить оборудование УПВ.

РАЗДЕЛ 2

Дата добавления: 2014-01-20